含蜡量对高含蜡凝析油气体系相态影响的测试方法

1.本发明涉及高含蜡凝析气藏开发领域，具体涉及一种含蜡量对高含蜡凝析油气体系相态影响测试方法。


背景技术：

2.随着天然气勘探领域的扩大和技术的提高，常规凝析气藏研究已不能完全满足油气田开发生产要求。在新疆塔里木某油田发现的有别于常规凝析气藏的高含蜡凝析气藏，其开发过程中均产生较为严重的凝析和结蜡问题，井筒中蜡沉积造成井筒堵塞，导致油气产量大幅降低，甚至停产。井筒蜡沉积严重，导致现场清防蜡作业频繁，严重影响生产的平稳运行，极大提高油气藏开采成本。同时含蜡量对高含蜡凝析气场的露点压力、反凝析液量、采收率的影响也尚不明确。因此为预防凝析气从地层到达井口产生的结蜡问题，有必要针对高含蜡凝析气藏含蜡量对凝析气相态变化影响进行实验研究。
3.凝析气藏具有油藏和气藏的双重特性，其复杂的相态变化伴随着现场开发的全过程，给高效开发带来了巨大的难度和挑战。尤其是在开发后期，由于储层压力的不断降低，反凝析伤害会变得越来越严重。其中反凝析现象的主要特点是当地层压力下降到露点压力以下时，在储层会产生反凝析，并不断堆积，造成气相渗透率急剧下降，并伴随产量大幅度递减。但气藏中含蜡量的高低会对井流物的组成造成影响，从而对凝析气露点压力、反凝析液量、凝析油采收率等产生影响。不同组分对流体露点压力的影响程度不尽相同,其中c3,c4,h2s等组分的影响很明显。而露点压力是确定凝析气藏流体饱和程度和流体特征的重要依据。因此，研究不同含蜡量对凝析气相态的影响，对制定合理的开发方式，不断提高凝析气田的开发水平具有一定的现场指导意义。
4.凝析气相态特征的研究一直是相关研究工作中最为基础且最为关键的一环，前人对含蜡常规天然气藏的相态特征等方面进行了研究，但是针对凝析气中的含蜡量对相态影响问题，相关研究并不完善，随着气藏开发比重的增加，如何有效开发凝析气藏成为研究的热点。因此，对于高含蜡凝析气藏含蜡量对相态变化的影响，相关实验方法并不完善，还存在以下问题：
5.ungerer等人在1995年率先对凝析气藏的相态变化进行研究，采用高压容器混合油藏流体与人造流体的实验方法,用于研究气液、气固、气液固相图。nichita通过动力学方法构建了凝析气中石蜡沉积模型，用于对比凝析气藏和油藏的结蜡规律的不同点。leontaritis在研究分析凝析油产量的时候，发现凝析气藏中存在石蜡沉积，他使用近红外设备分析凝析气藏中的石蜡沉积。
6.目前，对蜡的测试方法主要集中在析蜡点、蜡沉积等，还尚未建立关于蜡对相态变化影响的测试方法，没有关于含蜡量对凝析气藏相态变化规律影响方面的研究。在不改变气油比和蜡成分的条件下，配制不同含蜡量的凝析气较为困难，必须采用本井的蜡配制相应的凝析油气，才能完成含蜡量对相态影响的实验分析测试。
7.现有技术中对蜡的测试方法主要集中在析蜡点、蜡沉积等，还尚未建立关于蜡对
相态变化影响的测试方法，没有关于含蜡量对凝析气藏相态变化规律影响方面的研究。


技术实现要素：

8.本发明的目的在于提供一种含蜡量对高含蜡凝析油气体系相态影响的测试方法，以解决现有技术中尚未建立关于蜡对相态变化影响的测试方法，没有关于含蜡量对凝析气藏相态变化规律影响方面研究的技术问题。
9.为实现上述目的，本发明提供了以下技术方案：
10.含蜡量对高含蜡凝析油气体系相态影响的测试方法，包括以下步骤：
11.s1、现场分离器取样及检查
12.油气藏烃类流体经现场油气分离器分离后，得到气样品和油样品；并对得到的气样品和油样品进行检查；油气藏烃类流体经单次脱气到大气条件下得到液态烃，即得到死油样品，对得到的死油样品检查；
13.s2、测定凝析油含蜡量，提取纯蜡和轻质油
14.对油气分离器取的凝析油进行分馏处理，利用油样品中各组分挥发度的差别，实现轻质组分与重质组分和蜡组分的分离；得到纯蜡和轻质油；
15.s3、凝析油含蜡量调整计算及配样计算；
16.s4、不同含蜡量死油样配制地层流体
17.通过将凝析油样与同一口井所提取的轻质油和纯蜡混合改变凝析油含蜡量，然后在保证生产气油比不变的情况下，不同含蜡量凝析油样与分离器气样品复配，获得不同含蜡量的井流物；
18.s5、不同含蜡量活油样配制地层流体；
19.s6、不同含蜡量地层流体进行pvt实验，得到含蜡量对高含蜡凝析油气体系相态影响的实验数据。
20.进一步的，所述步骤s1中，气样品检查包括：
21.1)、将装取气样品的气样瓶置于风箱直立加热至分离器温度，恒温4h以上；气样瓶阀门连接压力表，此时压力表读数即为气样压力；气样压力与现场油气分离器压力偏差小于5％即为合格；
22.2)、按照gb/t13610标准分析气样组分组成。
23.进一步的，所述步骤s1中，油样品检查包括：
24.s11、分离器油泡点压力检查
25.在地层温度下将分离器油样品加压至地层压力以上，充分摇动使油样品成单相；待稳定记录压力泵读数和压力值；每次降压1～2mpa后充分摇动样品至压力稳定，记录对应的压力值和泵读数；将测量结果标绘在算术坐标，曲线拐点即油泡点压力；分离器油泡点压力与现场分离器压力偏差小于5％即为合格；
26.s12、分离器油样品单次脱气实验
27.在地层温度下，将油样品加压至高于饱和压力并充分搅拌，使其成为单相；然后将单相地层流体样品转入pvt容器；用计量泵保持压力，将一定体积的地层流体样品缓慢均匀放出，即可测定分离器油气组成、气油比、体积系数、地油层密度；
28.s13、行标sy/t 5779-1995测定分离器油样品的油气组成；
29.s14、计算分离器油体积系数及气油比
30.油罐油：油气藏烃类流体经油气分离器分离后，进入储油罐在大气条件下与油罐气处于平衡状态的液态烃；
31.所述s14包括以下子步骤：
32.s141、计算油罐油体积：
33.式中：
[0034]vot
：油罐油体积，cm3；
[0035]mot
:油罐油质量，g；
[0036]
ρ
ot
：油罐油密度，g/cm3；
[0037]
s142、计算分离器油体积系数：
[0038]
式中：
[0039]bos
:分离器油体积系数；
[0040]vos
:分离器油体积，cm3；
[0041]
s143、计算分离器油样品气油比：
[0042]
式中：
[0043]
gor
t
:分离器气油比，cm3/cm3；
[0044]
to：标准温度，k；
[0045]
p1:当日大气压力，mpa；
[0046]v1
:放出气体在室温和大气压力下的体积，cm3；
[0047]
po：标准压力，mpa；
[0048]
t1:室温，k。
[0049]
进一步的，所述步骤s1中，死油样品检查包括：按sh/t0604、sh/t0619和sy/t 5779-1995测定死油密度、平均分子量和死油组成成分。
[0050]
进一步的，所述步骤s3具体包括下述子步骤：
[0051]
s31、凝析油含蜡量调整计算，
[0052]
对步骤s2中取得的轻质油测定含蜡量，得到轻质油组分含蜡量为0；由此可得到含蜡量降低公式：
[0053]
式中：
[0054]
c1：凝析油含蜡量浓度，mol/ml；
[0055]
v1：凝析油体积,ml；
[0056]
c2：减蜡后油样含蜡量浓度,mol/ml；
[0057]
v2：轻质油体积,ml；
[0058]
根据质量守恒定律，可得含蜡量增加公式：
[0059]
式中：
[0060]
c3:增蜡后油样含蜡量浓度,mol/ml；
[0061]
c1：凝析油含蜡量浓度，mol/ml；
[0062]
v3：加纯蜡后锥形瓶内体积，ml；
[0063]
m：提取纯蜡质量，g；
[0064]
m：纯蜡摩尔质量，g/mol；
[0065]
通过上式可得不同含蜡量的凝析油样品，随后将其与分离器气样品进行复配即可得到井流物样品；
[0066]
s32、配样计算，所述步骤s32包括以下子步骤：
[0067]
s321、气油比校正计算；
[0068]
s322、配样量计算；
[0069]
其中，所述步骤s321包括以下子步骤：
[0070]
s3211、现场生产气油比校正：
[0071]
式中：
[0072]
gorc：校正气油比，m3/m3；
[0073]
corf：现场气油比，m3/m3；
[0074]df
：现场计算气量所用天然气相对密度；
[0075]
zf：现场计算气量所用天然气偏差系数；
[0076]dl
：实验室所测天然气相对密度；
[0077]dl
：实验室所测分离器条件下天然气偏差系数；
[0078]
s3212、计算一级分离器气油比：
[0079]
式中：gors：一级分离器气油比，m3/m3[0080]
所述步骤s322包括以下子步骤：
[0081]
s3221、配制xcm3体积凝析气流样品油量计算：
[0082]
式中：v
op
:配样条件下用油量，cm3。
[0083]
s3222、配样气量计算
[0084]
(1)配样条件下气体偏差系数：
[0085]
式中：
[0086]zp
：配样条件下气体偏差系数
[0087]
p
p
：配样压力，mpa
[0088]vp
:高压气体体积，cm3；
[0089]
t
p
：配样温度，k；
[0090]
z1：室温、大气压力下的气体偏差系数，一般近似认为1；
[0091]
(2)配样条件下气量计算：
[0092]
式中：
[0093]vsg
：配样条件下用气量，cm3；
[0094]zo
：标准条件下的气体偏差系数，一般近似认为为1。
[0095]
进一步的，所述步骤s4中，具体包括下述子步骤：
[0096]
s41、不同含蜡量死油样配制；
[0097]
s42、不同含蜡量死油样配制地层流体；
[0098]
s43、pvt容器转样；
[0099]
其中，所述步骤s41包括以下子步骤：
[0100]
s411、根据步骤s31测定死油含蜡量，然后根据公式计算得到不同含蜡量凝析油所需轻质油或同一口井提取纯蜡的量；
[0101]
s412、将凝析油与轻质油或同一口井的提取纯蜡充分混合，然后加热至50℃继续搅拌直至混合凝析油样透明无沉淀；
[0102]
s413、将混合得到的不同含蜡量凝析油样按照步骤s31测定含蜡量百分比，与理论计算含蜡量百分比偏差小于5％即为合格；
[0103]
所述步骤s42包括以下子步骤：
[0104]
s421、采用气体增压泵法或冷冻法的方法将处于分离器温度下的气体样品转入活塞式高压容器中，并增压到配样压力；
[0105]
s422、将配样容器清洗干净，并连接；
[0106]
s423、将两恒温浴升温至配样温度，然后使用真空泵抽空配样容器达133pa后再抽30min；
[0107]
s424、转油样，根据生产气油比计算所需的死油量，然后用双泵法将所需的死油量转入配样容器；转样中应以恒定生产气油比计算所需气量和油量，然后选用不同含蜡量死油参与转样，即可获得不同含蜡量地层流体；
[0108]
s425、转气样，将两恒温浴中的油瓶更换为气瓶，保持恒定生产气油比计算所需的分离器气量，然后用双泵法将所需的分离器气量转入配样容器；
[0109]
所述步骤s43包括以下子步骤：
[0110]
s431、将pvt容器连接；
[0111]
s432、将储样器和pvt容器升温至地层温度，并使用真空泵抽空pvt容器达133pa后再抽30min；
[0112]
s433、用计量泵增压至地层压力并充分搅拌，使其成为单相，在地层压力恒定条件下缓慢打开储样器样品端和pvt容器端阀门，将所需样品量转入pvt容器中。
[0113]
进一步的，所述步骤s5中，不同含蜡量活油配制地层流体包括下述子步骤：
[0114]
s51、不同含蜡量活油样配制；
[0115]
s52、不同含蜡量活油样配制地层流体；
[0116]
s53、pvt容器转样；
[0117]
其中，所述步骤s51包括以下子步骤：
[0118]
s511、根据步骤s31测定活油含蜡量，然后根据步骤s12确定活油组分摩尔分数，即可算出100ml活油样品中的油量气量；以这个油量作为凝析油体积来计算不同含蜡量活油所需轻质油或同一口井提取纯蜡的量；
[0119]
s512、活油含蜡量降低，确定所需轻质油量后，将轻质油装入一个中间容器并用管
线连接已提前转入活油的中间容器，用计量泵将所需的轻质油量压入活油中间容器；
[0120]
s513、活油含蜡量增加，确定所需活油提取纯蜡量后，将所需纯蜡装入中间容器并连接真空泵抽空达133pa，然后管线连接已提前转入活油的中间容器，用计量泵将所需的活油量压入装有纯蜡的中间容器；
[0121]
s514、将混合得到的不同含蜡量活油样按照步骤s31测定含蜡量百分比，与理论计算含蜡量百分比偏差小于5％即为合格；
[0122]
所述步骤s52包括以下子步骤：
[0123]
s521、采用气体增压泵法或冷冻法等方法将处于分离器温度下的气体样品转入活塞式高压容器中，并增压到配样压力；
[0124]
s522、将配样容器清洗干净，并连接；
[0125]
s523、将两恒温浴升温至配样温度，然后使用真空泵抽空配样容器达133pa后再抽30min；
[0126]
s524、转油样，根据生产气油比计算所需的活油量，然后用双泵法将所需的活油量转入配样容器，转样中应以恒定生产气油比计算所需气量和活油量，然后选用不同含蜡量活油参与转样，即可获得不同含蜡量地层流体；
[0127]
s525、转气样，将两恒温浴中的油瓶更换为气瓶，保持恒定生产气油比计算所需的分离器气量，然后用双泵法将所需的分离器气量转入配样容器；
[0128]
所述步骤s53包括以下子步骤：
[0129]
s531、将pvt容器连接；
[0130]
s532、将储样器和pvt容器升温至地层温度，并使用真空泵抽空pvt容器达133pa后再抽30min；
[0131]
s533、用计量泵增压至地层压力并充分搅拌，使其成为单相；在地层压力恒定条件下缓慢打开储样器样品端和pvt容器端阀门，将所需样品量转入pvt容器中。
[0132]
进一步的，所述步骤s6中，不同含蜡量地层流体的pvt实验，包括：
[0133]
s61、闪蒸实验测试；
[0134]
s62、定容衰竭实验；
[0135]
s63、恒质膨胀测试；
[0136]
其中，所述步骤s61包括以下子步骤：
[0137]
s611、将取得的不同含蜡量油气样品按照分离器气油比或现场生产气油比配样，采用双泵法进行井流物的复配，并在地层温度和地层压力下稳定12小时；
[0138]
s612、打开阀门，将井流物闪蒸到常温常压条件下，分别对油、气体积进行计量得到气油比，再对油、气进行色谱分析得到井流物组分；
[0139]
所述步骤s62包括以下子步骤：
[0140]
s621、将不同含蜡量井流物保压转移到pvt筒中，在地层压力下进泵排出1/5的气体，计量排出体积和分离的气、液量并取油、气样分析组成；
[0141]
s622、将压力降至饱和压力，平衡2h后，记下泵读数，此时容器中气体所占体积为等容体积；
[0142]
s623、退泵分级降压，一般分6～8级，每级降压约3mpa，降压后摇样2h并静置0.5h，记下压力和泵读数；打开顶阀排气，同时保持压力进泵，排到定容泵读数，排气结束后记录
气量、油量及取油气样分析组成与反凝析液量；
[0143]
所述步骤s63包括以下子步骤：
[0144]
s631、将井不同流物保压转移到pvt筒中，并通过退泵的方式改变pvt筒中的压力，观察井流物的相态变化，当有液滴或白雾出现时，该压力即为露点压力；
[0145]
s632、在得到露点压力后，平衡1h记录下压力和泵读数；以2mpa的压降退泵降压，每级压力下要摇样2h并静置0.5h后才能读取压力和泵读数及凝析液量；一直到使样品体积膨胀3倍为止。
[0146]
基于上述技术方案，本发明实施例至少可以产生如下技术效果：
[0147]
(1)建立了一套含蜡量对高含蜡凝析油气相态测试方法，明确了在不同含蜡量下凝析油气体系的反凝析液量、凝析气露点压力变化规律，为进一步研究高含蜡凝析气藏含蜡量与相态变化关系做好准备；
[0148]
(2)该实验方法可以在保持井流物组分恒定的情况下，定量改变凝析油气体系含蜡量，为研究高含蜡凝析气藏含蜡量对凝析气相态变化影响提供更加科学的测试方法；
[0149]
(3)该实验方法不仅可以为开采油气田过程中井筒、集输管线和地层里的石蜡固相沉积问题提供相应实验测试手段，同时还对制定该类凝析气藏的合理开发方式、提高采收率具有一定的指导意义。
附图说明
[0150]
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见的，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图示出的结构获得其他的附图。
[0151]
图1是本发明实施例的分离器取气流程图；
[0152]
图2是本发明实施例的地层流体配样流程图；
[0153]
图3是本发明实施例的转样流程图；
[0154]
图4是某井不同含蜡量相图对比；
[0155]
图5是某井含蜡量与露点压力关系；
[0156]
图6是某井不同含蜡量反凝析油量。
[0157]
上述附图中，附图标记对应的部件名称如下：
[0158]
1：取气阀门；2：耐压管线；3：三通阀；4：取样瓶上阀门；5：取样瓶；6：取样瓶下阀门；7、8：高压计量泵；9：分离器油(或气)储样瓶；10：配样容器；11、12：恒温浴；13：阀门；14：储样器；15：pvt容器。
具体实施方式
[0159]
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。另外，各个实施例之间的技术方案可以相互结合，但是必须是以本领域普通技术人员能够实现为基础，当技术方案的结合出现相互矛盾或无法实
现时应当人认为这种技术方案的结合不存在，也不在本发明要求的保护范围之内。
[0160]
实施例：
[0161]
本发明提供了一种含蜡量对高含蜡凝析油气体系相态影响的测试方法，包括以下步骤：
[0162]
s1、现场分离器取样及检查
[0163]
油气藏烃类流体经现场油气分离器分离后，得到气样品和油样品；并对得到的气样品和油样品进行检查；油气藏烃类流体经单次脱气到大气条件下得到液态烃，即得到死油样品，对得到的死油样品检查；
[0164]
s11、气样品检查包括：
[0165]
s111、将装取气样品的气样瓶置于风箱直立加热至分离器温度，恒温4h以上；气样瓶阀门连接压力表，此时压力表读数即为气样压力；气样压力与现场油气分离器压力偏差小于5％即为合格；
[0166]
s112、按照gb/t13610标准分析气样组分组成。
[0167]
s21、油样品检查包括：
[0168]
s211、分离器油泡点压力检查
[0169]
在地层温度下将分离器油样品加压至地层压力以上，充分摇动使油样品成单相；待稳定记录压力泵读数和压力值；每次降压1～2mpa后充分摇动样品至压力稳定，记录对应的压力值和泵读数；将测量结果标绘在算术坐标，曲线拐点即油泡点压力；分离器油泡点压力与现场分离器压力偏差小于5％即为合格；
[0170]
s212、分离器油样品单次脱气实验
[0171]
在地层温度下，将油样品加压至高于饱和压力并充分搅拌，使其成为单相；然后将单相地层流体样品转入pvt容器；用计量泵保持压力，将一定体积的地层流体样品缓慢均匀放出，即可测定分离器油气组成、气油比、体积系数地层油密度；
[0172]
s213、行标sy/t 5779-1995测定分离器油样品的油气组成；
[0173]
s214、计算分离器油体积系数及气油比
[0174]
油罐油：油气藏烃类流体经油气分离器分离后，进入储油罐在大气条件下与油罐气处于平衡状态的液态烃；
[0175]
s2141、油罐油体积：
[0176][0177]
式中：
[0178]vot
：油罐油体积，cm3；
[0179]mot
:油罐油质量，g；
[0180]
ρ
ot
：油罐油密度，g/cm3；
[0181]
s2142、分离器油体积系数：
[0182][0183]
式中：
[0184]bos
:分离器油体积系数；
[0185]vos
:分离器油体积，cm3；
[0186]
s2143、分离器油样品气油比：
[0187][0188]
式中：
[0189]
gor
t
:分离器气油比，cm3/cm3；
[0190]
to：标准温度，k；
[0191]
p1:当日大气压力，mpa；
[0192]v1
:放出气体在室温和大气压力下的体积，cm3；
[0193]
po：标准压力，mpa；
[0194]
t1:室温，k；
[0195]
s13、死油样品检查
[0196]
包括：按sh/t0604、sh/t0619和sy/t 5779-1995测定死油密度、平均分子量和死油组成成分。
[0197]
s2、测定凝析油含蜡量，提取纯蜡和轻质油
[0198]
对分离器处取的凝析油进行分馏处理，利用油样品中各组分挥发度的差别，实现轻质组分与重质组分和蜡组分的分离；得到纯蜡和轻质油；
[0199]
s3、凝析油含蜡量调整计算及配样计算；具体包括下述子步骤：
[0200]
s31、凝析油含蜡量调整计算
[0201]
对步骤s2中取得的轻质油测定含蜡量，得到轻质油组分含蜡量为0；由此可得到含蜡量降低公式：
[0202][0203]
式中：
[0204]
c1：凝析油含蜡量浓度，mol/ml；
[0205]
v1：凝析油体积,ml；
[0206]
c2：减蜡后油样含蜡量浓度,mol/ml；
[0207]
v2：轻质油体积,ml.
[0208]
根据质量守恒定律，可得含蜡量增加公式：
[0209][0210]
式中：
[0211]
c3:增蜡后油样含蜡量浓度,mol/ml；
[0212]
c1：凝析油含蜡量浓度，mol/ml；
[0213]
v3：加纯蜡后锥形瓶内体积，ml；
[0214]
m：提取纯蜡质量，g；
[0215]
m：纯蜡摩尔质量，g/mol.
[0216]
通过上式可得不同含蜡量的凝析油样品，随后将其与分离器气样品进行复配即可得到井流物样品；
[0217]
s32、配样计算
[0218]
s321、气油比校正计算
[0219]
s3211、现场生产气油比校正：
[0220][0221]
式中：
[0222]
gorc：校正气油比，m3/m3；
[0223]
gorf：现场气油比，m3/m3；
[0224]df
：现场计算气量所用天然气相对密度；
[0225]
zf：现场计算气量所用天然气偏差系数；
[0226]dl
：实验室所测天然气相对密度；
[0227]dl
：实验室所测分离器条件下天然气偏差系数；
[0228]
s3212、计算一级分离器气油比：
[0229][0230]
式中：
[0231]
gors：一级分离器气油比，m3/m3[0232]
s322、配样量计算
[0233]
s3221、配制xcm3体积凝析气流样品油量计算
[0234][0235]
式中：
[0236]vop
:配样条件下用油量，cm3。
[0237]
s3222、配样气量计算
[0238]
(1)配样条件下气体偏差系数：
[0239][0240]
式中：
[0241]zp
：配样条件下气体偏差系数
[0242]
p
p
：配样压力，mpa
[0243]vp
:高压气体体积，cm3；
[0244]
t
p
：配样温度，k；
[0245]
z1：室温、大气压力下的气体偏差系数(一般近似认为1)。
[0246]
(2)配样条件下气量计算：
[0247][0248]
式中：
[0249]vsg
：配样条件下用气量，cm3；
[0250]zo
：标准条件下的气体偏差系数，一般近似认为为1。
[0251]
s4、不同含蜡量死油样配制地层流体
[0252]
通过将凝析油样与同一口井所提取的轻质油和纯蜡混合改变凝析油含蜡量，然后在保证生产气油比不变的情况下，不同含蜡量凝析油样与分离器气样品复配，获得不同含蜡量的井流物；具体包括下述子步骤：
[0253]
s41、不同含蜡量死油样配制
[0254]
s411、根据步骤s31测定死油含蜡量，然后根据公式计算得到不同含蜡量凝析油所需轻质油或同一口井提取纯蜡的量；
[0255]
s412、将凝析油与轻质油或同一口井的提取纯蜡充分混合，然后加热至50℃继续搅拌直至混合凝析油样透明无沉淀；
[0256]
s413、将混合得到的不同含蜡量凝析油样按照步骤s31测定含蜡量百分比，与理论计算含蜡量百分比偏差小于5％即为合格；
[0257]
s42、不同含蜡量死油样配制地层流体
[0258]
s421、采用气体增压泵法或冷冻法的方法将处于分离器温度下的气体样品转入活塞式高压容器中，并增压到配样压力；
[0259]
s422、将配样容器清洗干净，按图1连接；
[0260]
s423、将两恒温浴升温至配样温度，然后使用真空泵抽空配样容器达133pa后再抽30min；
[0261]
s424、转油样，根据生产气油比计算所需的死油量，然后用双泵法将所需的死油量转入配样容器；转样中应以恒定生产气油比计算所需气量和油量，然后选用不同含蜡量死油参与转样，即可获得不同含蜡量地层流体；
[0262]
s425、转气样，将两恒温浴中的油瓶更换为气瓶，保持恒定生产气油比计算所需的分离器气量，然后用双泵法将所需的分离器气量转入配样容器；
[0263]
s43、pvt容器转样
[0264]
s431、将pvt容器按图3连接；
[0265]
s432、将储样器和pvt容器升温至地层温度，并使用真空泵抽空pvt容器达133pa后再抽30min；
[0266]
s433、用计量泵增压至地层压力并充分搅拌，使其成为单相，在地层压力恒定条件下缓慢打开储样器样品端和pvt容器端阀门，将所需样品量转入pvt容器中。
[0267]
s5、不同含蜡量活油样配制地层流体；具体包括下述子步骤：
[0268]
s51、不同含蜡量活油样配制
[0269]
s511、根据步骤s31测定活油含蜡量，然后根据步骤s12确定活油组分摩尔分数，即可算出100ml活油样品中的油量气量；以这个油量作为凝析油体积来计算不同含蜡量活油所需轻质油或同一口井提取纯蜡的量；
[0270]
s512、活油含蜡量降低，确定所需轻质油量后，将轻质油装入一个中间容器并用管线连接已提前转入活油的中间容器，用计量泵将所需的轻质油量压入活油中间容器；
[0271]
s513、活油含蜡量增加，确定所需活油提取纯蜡量后，将所需纯蜡装入中间容器并连接真空泵抽空达133pa，然后管线连接已提前转入活油的中间容器，用计量泵将所需的活油量压入装有纯蜡的中间容器；
[0272]
s514、将混合得到的不同含蜡量活油样按照步骤s31测定含蜡量百分比，与理论计
算含蜡量百分比偏差小于5％即为合格；
[0273]
s52、不同含蜡量活油样配制地层流体
[0274]
s521、采用气体增压泵法或冷冻法等方法将处于分离器温度下的气体样品转入活塞式高压容器中，并增压到配样压力；
[0275]
s522、将配样容器清洗干净，按图2连接；
[0276]
s523、将两恒温浴升温至配样温度，然后使用真空泵抽空配样容器达133pa后再抽30min；
[0277]
s524、转油样，根据生产气油比计算所需的活油量，然后用双泵法将所需的活油量转入配样容器，转样中应以恒定生产气油比计算所需气量和活油量，然后选用不同含蜡量活油参与转样，即可获得不同含蜡量地层流体；
[0278]
s525、转气样，将两恒温浴中的油瓶更换为气瓶，保持恒定生产气油比计算所需的分离器气量，然后用双泵法将所需的分离器气量转入配样容器；
[0279]
s53、pvt容器转样
[0280]
s531、将pvt容器按图3连接；
[0281]
s532、将储样器和pvt容器升温至地层温度，并使用真空泵抽空pvt容器达133pa后再抽30min；
[0282]
s533、用计量泵增压至地层压力并充分搅拌，使其成为单相；在地层压力恒定条件下缓慢打开储样器样品端和pvt容器端阀门，将所需样品量转入pvt容器中。
[0283]
s6、不同含蜡量地层流体进行pvt实验，得到含蜡量对高含蜡凝析油气体系相态影响的实验数据；pvt实验具体包括：
[0284]
s61、闪蒸实验测试
[0285]
s611、将取得的不同含蜡量油气样品按照分离器气油比或现场生产气油比配样，采用双泵法进行井流物的复配，并在地层温度和地层压力下稳定12小时；
[0286]
s612、打开阀门，将井流物闪蒸到常温常压条件下，分别对油、气体积进行计量得到气油比，再对油、气进行色谱分析得到井流物组分；
[0287]
s62、定容衰竭实验
[0288]
s621、将不同含蜡量井流物保压转移到pvt筒中，在地层压力下进泵排出1/5的气体，计量排出体积和分离的气、液量并取油、气样分析组成；
[0289]
s622、将压力降至饱和压力，平衡2h后，记下泵读数，此时容器中气体所占体积为等容体积；
[0290]
s623、退泵分级降压，一般分6～8级，每级降压约3mpa，降压后摇样2h并静置0.5h，记下压力和泵读数；打开顶阀排气，同时保持压力进泵，排到定容泵读数，排气结束后记录气量、油量及取油气样分析组成与反凝析液量；
[0291]
s63、恒质膨胀测试
[0292]
s631、将井不同流物保压转移到pvt筒中，并通过退泵的方式改变pvt筒中的压力，观察井流物的相态变化，当有液滴或白雾出现时，该压力即为露点压力；
[0293]
s632、在得到露点压力后，平衡1h记录下压力和泵读数；以2mpa的压降退泵降压，每级压力下要摇样2h并静置0.5h后才能读取压力和泵读数及凝析液量；一直到使样品体积膨胀3倍为止。
[0294]
通过实施例1的方法对ax井油样以恒定气油比，用不同含蜡量的凝析油样与分离器气样复配得到含蜡量7.43％、5.84％、3.68％、1.84％的井流物样品，根据gb/t 26981-2020标准进行实验。
[0295]
1.闪蒸实验
[0296]
将复配好的不同含蜡量井流物样品，迅速降压到常压，测量气油比，分析油气组分。结果如下表1所示：
[0297]
表1某井不同含蜡量井流物组分分析数据
[0298][0299][0300]
2.恒质膨胀实验
[0301]
在pvt筒中通过退泵的方式改变pvt筒中的压力，从而观察不同含蜡量井流物的露点压力，得到天然气的偏差因子、体积系数、密度、压缩系数等高压物性参数。如图4、图5所
示通过大量实验数据发现含蜡量越低，露点压力越低。
[0302]
3.定容衰竭实验
[0303]
定容衰竭实验其目的是为了模拟在衰竭开发过程中凝析油饱和度的变化、凝析油采出程度等参数。在pvt筒中通过退泵的方式改变pvt筒中的压力，并在每级压降后排出气体，得到衰竭开发过程中凝析油饱和度的变化、采出过程中井流物组成与凝析油采出程度等参数。如图6所示通过实验测试发现含蜡量越高，反凝析油饱和度越高。
[0304]
以上显示和描述了本发明的基本原理和主要特征和本发明的优点。本行业的技术人员应该了解，本发明不受上述实施例的限制，上述实施例和说明书中描述的只是说明本发明的原理，在不脱离本发明精神和范围的前提下，本发明还会有各种变化和改进，这些变化和改进都落入要求保护的本发明范围内。本发明要求保护的范围由所附的权利要求书及其等效物界定。